diciembre 16, 2021 | Industria
Cinco medidas urgentes propone implementar Valgesta Nueva Energía en materia de seguridad del abastecimiento en el Sistema Eléctrico Nacional, ante la situación de estrechez, bajo condiciones hidrológicas bajas y a indisponibilidades en grandes unidades generadoras que usan combustibles.
En su boletín informativo de diciembre, la consultora señala la necesidad de que las autoridades de Gobierno, el Parlamento y el Coordinador Eléctrico Nacional, debiesen considerar medidas en transmisión, logística de petróleo, operación del sistema eléctrico, generación y almacenamiento.
Transmisión
Según Valgesta, es necesario contemplar el aumento permanente de capacidad de transmisión con sistemas de almacenamiento, con BESS conectado en lado de generación, descargado de manera permanente, tomando carga ante la contingencia, además del re-potenciamiento de sistemas de transmisión existentes. En especial desarrollo de proyecto de aumento de capacidad de sistema Nueva Cardones – Nueva Polpaico presentado por Interchile, el que propone una solución para aumentar la capacidad de transferencia del corredor de 500 kV desde Polpaico hasta el Norte, pasando de 1700 MVA actual a 3100 MVA futuro, en dos etapas: Etapa 1, con incremento de capacidad de 1700 MVA hasta 2300 MVA, operativa en octubre de 2025. Etapa 2, con incremento de capacidad hasta 3100 MVA, operativa en octubre de 2027.
También proponen el desarrollo de sistema de transmisión temporal, entre las subestaciones Polpaico – Lo Aguirre 220 kV, consistente en una línea de transmisión 1×220 kV, lo que permitiría aumentar las transferencias hacia el sur en 600 MVA, lo que podría desplazar unos 600 MW de diésel.
Otras medidas mencionadas son la implementación de sistemas de desconexión automática de generación (EDAG), que permitan relajar la exigencia de la operación N-1, de manera de permitir una mayor utilización de determinados vínculos del sistema de transmisión, a la vez que preservar la seguridad de servicio frente a fallas de elementos del sistema eléctrico.
«En la medida en que el país se enfrenta a temperaturas estacionales más extremas, los flujos máximos por las líneas de transmisión podrían verse modificados significativamente. Proponemos que se ponga a disposición de los interesados una estrategia y un plan de cargabilidad máxima del sistema de transmisión en condiciones de operación normal y de emergencia y se incentive la implementación de sistemas para gestionar dinámicamente la capacidad de las líneas de transmisión (DLR) críticas», se indica.
Logística de petróleo Diésel
En este ámbito, la consultora plantea impulsar una estrategia logística de Enap, mediante «el mayor cabotaje entre puertos, evite al máximo el traslado de combustible mediante camiones entre puntos de almacenamiento de las distribuidoras y de esta forma utilizar la flota de camiones disponibles para llevar combustible a los usuarios finales».
Además, indica la importancia de «habilitar las compras FOB de petróleo. Impulsar un acuerdo con las empresas distribuidoras de petróleo para que se pueda comprar combustible en el punto de almacenamiento con independencia de la empresa de transporte con la que se cuente».
También se señala el impulso, a través del Ministerio de Transportes, de un acuerdo con los sindicatos de transportistas «para viabilizar el uso de camiones y conductores internacionales solo durante la crisis (pueden ser meses específicos)».
Operación del SEN
Según Valgesta, la programación diaria se debe efectuar todos los días del año, incluyendo fines de semana y festivos sin excepciones. También se recomienda que la reprogramación frente a eventos imprevistos significativos también sea realizada mediante una programación óptima.
Durante el período que dure la actual situación de riesgo, se propone que el Coordinador debiese publicar diariamente en su web un informe ejecutivo que incluya la siguiente información:
– Stock de combustibles disponible para generación eléctrica por central / terminal GNL.
– Utilización prevista de combustibles para los 7 días siguientes a la fecha del informe.
– Llegadas de naves con combustibles confirmadas para los 7 días siguientes
– Stock de combustibles previsto para el final del día 7.
– Disponibilidad de camiones de transporte de diésel para cada uno de los puntos de distribución que abastecen a centrales generadores (base 30 m3)
– Centrales termoeléctricas en mantenimiento mayor o indisponibles por falla, indicando la respectiva potencia, para los próximos 30 días.
– «Curtailment» aplicado diariamente en los últimos siete días a las centrales ERNC.
– Porcentaje de utilización de líneas de transmisión claves considerando valores máximos impuestos tanto por limitaciones físicas y como por limitaciones de seguridad (N-1).
Generación:
El análisis señala la conveniencia de retrasar la fecha de retiro de las centrales Bocamina II, Tocopilla U14 y U15, e ingreso de la central Ventanas II a ERE, considerando que, según los datos del CEN, reducen el consumo de diésel en las condiciones hidrológicas secas.
Otro punto es la operación de centrales térmicas, en que se precisa que «para utilizar correctamente los recursos renovables en las horas que se tenga el recurso, se requiere que las centrales térmicas sean más flexibles en sus rampas de bajada, tiempos de estabilización y mínimo técnico. Asimismo, se debe tener la posibilidad de utilizar en algunas de estas centrales el embancamiento (2) o definitiva parada y encendido para permitir el uso eficiente de energías renovables en toda su capacidad».
«Considerando que nuestro país no cuenta con capacidad de almacenamiento de combustibles líquidos (derivados del petróleo y GNL) adecuada a su nivel de consumo, se recomienda contratar naves de almacenamiento que aumenten esa capacidad, especialmente en el caso de GNL. Este almacenamiento no solo proporcionará mayor autonomía, sino que reducirá la exposición a cierres de los puertos de los terminales debidos a marejadas y simplificará la cadena logística para los contratos ToP», sostiene el boletín.
Almacenamiento
La idea en esta materia es generar condiciones para viabilizar inversiones fast track en Almacenamiento de energía como:
– Reconocimiento de Potencia de suficiencia a sistemas de almacenamiento de energía.
– Activar contratación a largo plazo de Servicios complementarios. (Respuesta Rápida, Control primario de frecuencia).
– Permitir, al menos de forma transitoria, a quienes inviertan en sistemas de almacenamiento instalados en plantas de ERNC, la operación de sus sistemas, vale decir puedan decidir cuándo cargar y descargar las baterías y que puedan complementar carga desde la red.
– Flexibilizar la operación de sistemas stand alone, vale decir puedan decidir cuándo cargar y descargar las baterías, por lo menos de forma transitoria, para incentivar la entrada de este tipo de instalaciones.
«Estamos ciertos que si se genera un plan de trabajo público privado, que busque las mejores soluciones para nuestro país, éstas y otras medidas pueden ser consideradas, analizadas y en algunos casos adoptadas. Lo que estamos ciertos no puede seguir sucediendo, es la inacción de la autoridad frente a un escenario que será complejo para el suministro eléctrico de Chile durante toda la década», concluye Valgesta Nueva Energía.
noviembre 16, 2021 | Industria
Valgesta Nueva Energía, en su boletín mensual analizó el tema del déficit de suministro de energía, considerando el estudio del Coordinador Eléctrico Nacional sobre seguridad de abastecimiento para el periodo de octubre de este año y septiembre de 2022, bajo el supuesto de la baja disponibilidad hídrica e indisponibilidades de grandes unidades generadoras, en que se prevé un déficit de energía para la zona sur del sistema, desde Valdivia a Chiloé.
Según la consultora, «el escenario que se presenta para el corto plazo (2022 y los siguientes años) es complejo. Debemos asumir como hipótesis para planificar que los años serán secos, por lo que el aporte hidroeléctrico será cada día más escaso; nos encontramos ante el cierre progresivo de centrales a carbón, lo que implica que en ciertas horas, días e incluso semanas, donde el aporte renovable solar y eólico no alcanza a sustituir esta energía dada su variabilidad; contamos con un sistema de transmisión que durante toda la década presentará congestiones, desacoplándose la zona norte con el centro sur del país (donde se concentra el consumo de electricidad), lo que también ocurre en la zona sur desde el sur de Valdivia hasta Chiloé, por lo menos hasta fines de 2023; y finalmente, la importación de GNL se ha hecho más riesgosa dada la norma emitida por la CNE, junto con existir condiciones comerciales en Asia que podrían significar que parte de los barcos comprometidos para el mercado chileno, se pueden desviar hacia ese mercado por los valores a que está llegando el combustible».
Es así como se reiteró la idea de se requiere definir una agenda de corto plazo, «que tenga por objeto cumplir al máximo nuestros objetivos de mitigación, adaptando nuestro sistema eléctrico a los cambios del entorno, asegurando un suministro eléctrico eficiente».
Entre las medidas medidas que debería contemplar esta estrategia, de acuerdo con Valgesta, está el impulso de la transmisión y la aceleración del almacenamiento de energía, además de revisar y mejorar la logística del diésel y el stock de gas natural, junto a los reglamentos vigentes.
«Esta Agenda debe ser liderada por la autoridad y acompañada por todos los segmentos del sistema eléctrico. Ciertamente este no es un problema privado, ya que no contar con suministro eléctrico es un problema político, social y económico, por lo que el Ministerio de Energía no puede dejar entregada la solución de un problema complejo, que requiere articular una serie de actores, cambios regulatorios y sentido de urgencia, simplemente a que de manera individual las empresas solucionen un problema público», planteó la consultora.
octubre 25, 2021 | Industria
Cambiar la Ley para que se aumente el límite de saldos del Fondo de Estabilización del Cliente Regulado (PEC) no es una solución correcta, por lo que se recomienda realizar un diagnóstico adecuado para mantener estables las cuentas de luz para este tipo de clientes.
Así lo asegura un análisis publicado por Valgesta Nueva Energía, donde se aborda este tema, señalando que el límite del fondo podría alcanzarse ante de junio de 2023, «lo que se reflejará en un alza de la cuenta de electricidad para todas las familias del país», razón por la cual se ha planteado aumentar o liberar el límite del fondo, el cual llega a US$1.350 millones, para retrasar o evitar el aumento de las tarifas producto del alcance prematuro del límite de acumulación de saldos.
«Sin embargo, esta solución no toma en cuenta el período donde se pagan los saldos y, por ende, no considera el ajuste al alza que se debería realizar al PEC en caso de que la CNE estime que la totalidad de los saldos no pueda ser pagado a finales de diciembre de 2027», señala el documento de la consultora.
Según Valgesta, «las simulaciones de nuestro estudio anterior mostraron que para ambos escenarios estudiados (dólar a 775 y dólar a 800 CLP/USD) se producirían ajustes al PEC entre 2025 y 2027, lo que encarecería las cuentas de los clientes finales. De esto se concluye también que, mientras mayor sea el tipo de cambio futuro, mayores serán los ajustes a realizar en dicho período».
«En este contexto, modificar la Ley para que permita aumentar el límite de saldos no es necesariamente la solución correcta cuando el objetivo es mantener la estabilización de las cuentas en el tiempo. Con esto simplemente se está postergando el alza para los años 2026 o 2027, dado que la liberación del límite se traducirá en un ajuste al PEC en el período 2025-2027, que además será aún mayor que el estimado actualmente ya que la deuda total a prorratear entre los clientes aumentará en conjunto con el incremento del límite del fondo», se afirma.
Por este motivo, el análisis recomienda «hacer correctamente el diagnóstico de esta situación y hacer los análisis necesarios que respalden correctamente cualquier solución que se decida implementar. La solución debe ser bien implementada, asegurar el bienestar de las familias y, al mismo tiempo, entregar las señales regulatorias correctas».
octubre 19, 2021 | Industria
«La señal regulatoria que se entrega no incentiva la celebración de contratos de largo plazo con precios estables, ya que existe el riesgo de quedar bajo la “cuota” de gas inflexible que determina el Coordinador, por lo que podríamos quedar expuestos no sólo a la volatilidad de los precios del mercado internacional, sino que también a la posibilidad de no contar con suministro de GNL ante la posibilidad de que los vendedores privilegien otros mercados cuya demanda y precio sea más atractiva».
Este es parte del análisis que realizó Valgesta Nueva Energía en su boletín mensual, donde abordó la publicación de la Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la Operación de Unidades que utilicen Gas Natural Licuado Regasificado.
Según el documento, con la nueva normativa, «dado que los volúmenes spot no tienen opción de ser considerados inflexibles, se introduce un riesgo significativo de no contar con gas ante situaciones de bajo aporte hídrico, lo que podría ser especialmente complejo en el segundo semestre de cada año, periodo en que los ADP consideran menos GNL, dado que es un periodo más difícil de pronosticar.
También se indica la labora que tendrá el Coordinador Eléctrico Nacional, que deberá ajustar «adecuadamente sus modelos de pronósticos, labor que consideramos debe ser realizada con urgencia y apertura ante todos los stakeholders, de manera que exista confianza en el desempeño de estas nuevas funciones por parte del CEN».
Desde el punto de vista de la consultora, en este último punto, «se introduce mediante esta regulación simulaciones del Coordinador que dan lugar a «cuotas» de GNL inflexible, excepciones en caso de escenarios de estrechez hídrica, traspaso de cuotas excedentarias, entre otros aspectos, todo lo cual no recoge lo que varios Ex Secretarios Ejecutivos de la CNE solicitaron en una carta pública, en orden a que «deben evitarse regulaciones que burocraticen la adquisición de Gas Natural, ya que contar con este combustible aparece no solo como una necesidad del sistema, sino que como un verdadero seguro para el suministro eléctrico de los chilenos».
«Finalmente, dada la falta de antecedentes técnicos mostrados por la CNE y siendo esta materia clave para la operación segura y económica del Sistema Eléctrico Nacional, las nuevas autoridades que se instalen a partir de marzo próximo deberán incorporar este tema como parte de su agenda, a fin de generar un entendimiento común sobre la materia, especialmente considerando los desafíos que nos presenta la transición energética, tanto en el corto, mediano y largo plazo», concluye el informe.
octubre 6, 2021 | Industria
La necesidad de que las iniciativas que se toman en torno a la descarbonización sean realizadas con un análisis detallado de los impactos asociados planteó un análisis de Valgesta Nueva Energía, a propósito de la crisis energética que afecta a algunos países europeos, donde se ha registrado la mayor alza de precios en más de una década, especialmente en el gas natural.
«Una situación similar a la europea fue la vivida en Chile entre julio y agosto de este año, periodo en que la condición hidrológica seca y la indisponibilidad de centrales de generación incrementó la volatilidad en los costos marginales, con máximos en torno a 250 USD/MWh, en algunas barras, y puso a prueba la seguridad de suministro en el sistema», señala el documento.
Ante este escenario se indica que «situaciones como estas deberían encender las alarmas, o al menos tomar atención, sobre iniciativas de transición energética hacia la descarbonización de los sistemas eléctricos que no cuentan con un análisis detallado de los impactos asociados a su implementación ni de cómo estos impactos se ven influenciados por la situación energética global»
«Un ejemplo de lo anterior es el proyecto de ley de cierre de centrales a carbón 2025 que se está discutiendo actualmente en Chile. Si bien no existen dudas de la necesidad de avanzar en el cierre de las plantas a carbón, no se puede poner en riesgo la seguridad del sistema como tampoco los costos asociados a estas medidas que, producto de una mala implementación, podrían conducir a elevados precios y riesgos en el suministro de energía. Esto último no solo generará impactos económicos en los consumidores, sino también podría afectar la implementación de acciones en favor del cambio climático que tanto se necesitan», sostiene el análisis.
También se aclara que esto no supone desacelerar el actual proceso de incorporación de energías renovables, sino que lo importante «es avanzar en que las modelaciones, basadas en modelos teóricos que se fundamentan en una planificación óptima de los sistemas eléctricos, permitan evaluar de mejor manera la realidad que enfrentan estos sistemas».
«En consecuencia, probablemente la transición energética en Chile será el desafío más importante del sector energía en los próximos diez años, por lo que se requiere hacer los análisis y ajustes necesarios para no estresar al sistema innecesariamente. En conclusión, para salvaguardar tanto la economía como la transición hacia una energía limpia y un país carbono neutral, se deben formular políticas públicas para anticipar y gestionar las oscilaciones del mercado energético, y llevar a cabo el proceso de transición de manera responsable, segura y que no genere impactos sociales ni ambientales negativos», concluye el informe.
